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1、海洋油气装备与安全技术研究中心海洋油气装备与安全技术研究中心海洋油气装备与安全技术研究中心海洋油气装备与安全技术研究中心Centre for Offshore Engineering and Safety Technology中国石油大学 朱红卫油气油气管道风险与完整性管道风险与完整性2Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容主要内容3美国管道事故统计美国管道事故统计危险液体管道气体管道（所有事故）4美国管道事故统计美国管道事故统计危险液体管道气体管道（严重事故）5美国管道事故统计美国管道事故统计危险液体管道气体管道（重大事故）6美国管
2、道事故美国管道事故统计统计重大事故后果统计重大事故后果统计7EGIG 9th失效频率失效频率8EGIG 9th事故原因分布各失效原因的年发生频率9EGIG 8th外力破坏，泄漏口大小和管径外力破坏和管径外力破坏和埋深外力破坏，泄漏口大小和埋深10EGIG 8th腐蚀和年份内外腐蚀分布腐蚀、泄漏口和年份腐蚀失效和涂层类型沥青煤焦油未知环氧树脂聚乙烯11EGIG 8th施工缺陷/材料失效，泄漏口大小和年份施工缺陷/材料失效和失效频率Hot-tap made by error和管径Hot-tap made by error，泄漏口大小和管径12EGIG 9th管道老龄化13EGIG 9th管道老龄化
3、14海底管道事故统计海底管道事故统计p1967-2012年墨西哥湾共年墨西哥湾共发生海底管道泄生海底管道泄漏事故漏事故184起，其中泄漏量起，其中泄漏量1049bbl的事的事故故104起起（56.5%）；泄漏量；泄漏量50bbl以上的以上的事故事故80起起（43.5%）。p事故事故发生率生率为4起起/年，其中年，其中1049bbl的事的事故故2.3起起/年，年，50bbl以上的事故以上的事故1.7起起/年。年。p设备故障与外力是引起墨西哥湾海底管道故障与外力是引起墨西哥湾海底管道泄漏的最主要原因，分泄漏的最主要原因，分别占占34.3%和和33.4%，其次是天气因素、，其次是天气因素、飓风和人和
4、人为失失误，分，分别占占19.2%、7.8%和和4.5%，最后，最后是撞是撞击、井、井喷和火灾，各占和火灾，各占0.3%。1415海底管道事故统计海底管道事故统计p墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深336.7ft(102.6m)。p事故水深分布比例和离岸距离分布比例事故水深分布比例和离岸距离分布比例如下如下图。p水深水深30.4891.44m(100300ft)，距离海岸，距离海岸032.2km(020mi)是事故高是事故高发区海域。区海域。1516海底管道事故统计海底管道事故统计p国内国内：19952012年共年共发生海底管道泄漏事故生海底管道泄漏事故21起，平
5、均起，平均1.17起起/年年。事故原因分布第三方破坏事故7起，占12%；冲刷悬空事故3起，占5%；腐蚀和自然灾害各2起，占3%；人为失误1起，占2%；未知原因事故6起，占10%。事故海域分布南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%；渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%；东海海域4起，占17%。输送介质天然气泄漏4起，占19%；油品泄漏17起，占81%。1617国内管道事故统计国内管道事故统计p据不完全据不完全统计，自，自1995年至年至2012年，全国共年，全国共发生各生各类管道安全事故管道安全事故1000多多起起。p中国油气管道事故率平均中国油气管道事故率平均3次次/1000千米千
6、米年，年，远高于美国的高于美国的0.5次次/1000千米千米年。年。p中国在中国在1998年前建成的管道只有年前建成的管道只有2.34万万公里。也就是公里。也就是说，目前服役的管道中，目前服役的管道中78%使用使用时间不足不足15年年。p统计6年年9起地下管道爆炸事故：管起地下管道爆炸事故：管线自身的老旧、腐自身的老旧、腐蚀是元凶之一，但并是元凶之一，但并非管非管线事故主因。除去事故主因。除去3起未公布事故原因外，超起未公布事故原因外，超过8成成为外力人外力人为破坏，破坏，“施工失施工失误”、“违规作作业”等是造成事故的主要原因。等是造成事故的主要原因。p通通过梳理梳理历年来的重大爆炸事故得出
7、年来的重大爆炸事故得出结论：第三方施工破坏、建筑物占：第三方施工破坏、建筑物占压管道或建筑物距离管道太近等管道或建筑物距离管道太近等现象象应引起重引起重视。1718国内管道事故统计国内管道事故统计1819Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容主要内容工程方法01020304直接评价（油水钢管内腐蚀）直接评价（钢管外腐蚀）直接评价（干气和湿气管道内腐蚀）缺陷评价风险评价工程方法05指数法评价直接评价内检测ILI指数评价内腐蚀外腐蚀寿命评价风险评价内检测与风险评价缺陷评价无内检测基于规范基于有限元22直接直接评价适用范价适用范围：只限只限
8、于评价三种具有时效性于评价三种具有时效性的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。直接评价一般在管道处于如下状况下选用：直接评价一般在管道处于如下状况下选用：1）不具备内检测或压力试验实施条件的管道；2）不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道；3）使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道；4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试验的管道。直接评价预评价01间接检测与评价02直接检测与评价031：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行性评价4)ICDA 管段划分。2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。3：依
9、据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。后评价04直接评价（油水钢管内腐蚀）评价流程内腐蚀和防护日常检测及调查数据腐蚀监测数据原始壁厚管径，高程、走向介质，运行参数和输送方式内防腐层种类厚度补口施工工艺管道施工概况化学药剂种类加注方式位置腐蚀泄漏事故，失效案例和维修智能清管器内检测试压检测其它数据资料预评价资料及数据12345679108直接评价（油水钢管内腐蚀）预评价：收集数据资料瞬变电磁检测超声导波检测超声检测单根或间距大于2 倍埋深的平行管道管壁减薄率的检测。不适用于点
10、蚀检测不需开挖，检测方便快捷管道横截面积损失率的检测需开挖探坑，检测效率较低，一般检测距离为几十米，需去除探头安装处防腐层，可较准确地测定横截面积损失率管道剩余壁厚的检测同超声导波检测预评价：选择检测方法直接评价（油水钢管内腐蚀）适用范围特点ICDA ICDA 管段划分管段划分点点1 1 管径、壁厚变化点。管径、壁厚变化点。2 2 管输介质交接点。管输介质交接点。3 3 化学药剂注入点。化学药剂注入点。4 4 清管器操作点（发射清管器操作点（发射/接收点）。接收点）。5 5 流速明显变化点。流速明显变化点。6 6内防护措施明显变化点内防护措施明显变化点。直接评价（油水钢管内腐蚀）预评价：划分管
11、段瞬变电磁检测超声导波检测其它检测方法分析法瞬变电磁法检测平均管壁减薄率对存在强电磁干扰、同沟敷设、套管及弯头等特殊部位，可用超声导波方法进行管壁横截面积损失率检测其他间接检测方法如不具备管道检测条件，可根据收集的数据对影响管道内腐蚀的主要因素进行分析，判断管道发生内腐蚀较严重的位置。直接评价（油水钢管内腐蚀）间接检测与评价：间接检测目的：判断内腐蚀较严重部位间接检测与评价：间接评价直接评价（油水钢管内腐蚀）管体金属损失率评价分级根据管体金属损失率的分级，结合管道外腐蚀检测及评价结果，识别和分析内腐蚀可能较严重的位置。确定开挖数量及顺序12345 开挖检测 腐蚀管道剩余强度评价 腐蚀原因分析
12、间接评价分级准则的修正直接评价（油水钢管内腐蚀）直接检测与评价：步骤目的：结合间接检测与评价结果，确定管道内腐蚀发生较严重的点，检测腐蚀状况，进行管体剩余强度的评价。直接检测与评价：开挖数量及顺序直接评价（油水钢管内腐蚀）注意：有“前科”的点，有效性检验点后评价：步骤直接评价（油水钢管内腐蚀）目的：确定再评价时间和评价ICDA 过程的整体有效性根据管道内腐蚀程度及腐蚀速率、维修程度以及介质腐蚀性等估算；最长再评价时间应取剩余寿命的一半确定再评价时间可通过直接检测结果与间接检测结果的趋同性确定ICDA 的有效性。通过有效性检验的开挖点，确认ICDA 的有效性。ICDA ICDA 有效性评价间接检
13、测结果、直接检查中收集的数据、管道剩余强度评价、腐蚀原因分析、ICDA 过程及方法有效性的直接检测、再评价安排。反 馈预评价01间接检测与评价02直接检测与评价031：准备工作包括1)资料及数据收集2)ECDA 管段划分3)检测方法及设备选择4)ECDA 可行性评价。2：开展防腐层地面检漏等间接测试，结合历史记录，进行防腐层漏点和腐蚀活性点分级评价。3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道安全评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则和开挖顺序进行修正。4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。后评价04直接评价（钢管外腐蚀）评价流程管道原始特性，走向图。航拍图施工概况
14、，运行参数，防腐层概况阴保系统概况和运行情况杂散电流，干扰电流调查管道环境概况，附属设施，穿跨越腐蚀泄漏事故，维修，大修情况防腐层检漏及试压运行记录土壤腐蚀电流密度现场埋设试片腐蚀速率监测数据其它数据资料预评价资料及数据12345679108直接评价（钢管外腐蚀）预评价：收集数据资料ECDA ECDA 管段管段划分依据划分依据1 1 管道材质。管道材质。2 2 施工因素。施工因素。3 3 运行管理。运行管理。4 4 间接检测方法。间接检测方法。5 5 管段的重要性。管段的重要性。6 6环境因素。环境因素。直接评价（钢管外腐蚀）预评价：划分管段密间距电位测量法电流电位梯度法地面音频检漏法评价阴极
15、保护系统有效性、确定杂散电流影响范围、检测防腐层漏点更精确确定防腐层漏点位置，识别孤立还是连续破损。电位梯度法还可评估泄漏点尺寸、缺陷处金属腐蚀活性确定埋地管线防腐层漏点位置，地面测量预评价：选择检测方法和设备直接评价（钢管外腐蚀）特点交流电流衰减法评价防腐层管段的整体质量和确定防腐层漏点间接检测与评价：间接评价直接评价（钢管外腐蚀）间接检测结果的评价分级检测方法方法轻中中严重重直流电位梯度法电位梯度较小，CP在通/断电时均处于阴极状态电位梯度中等，CP在断电时均处于中性状态电位梯度较大，CP在断电时均处于阳极状态音频信号检漏法或交流电位梯度法低电压降中等电压降高电压降密间隔电位法通/断电电位
16、轻微负于阴极保护电位准则通/断电电位中等偏离并正于阴极保护电位准则通/断电电位大幅度偏离并正于阴极保护电位准则交流电流衰减法单位长度衰减量小单位长度衰减量中等单位长度衰减量较大 确定开挖顺序及数量12345 进行土壤腐蚀性测试 测试防腐层损伤状况及管体腐蚀缺陷 腐蚀管道安全评价 原因分析直接评价（钢管外腐蚀）直接检测与评价：步骤目的：确定间接检测结果中腐蚀活性趋向最严重的点，从而收集数据进行管体腐蚀安全评价。6 过程评价直接评价（钢管外腐蚀）直接检测与评价：开挖数量及顺序注意：有效性检验点后评价：步骤直接评价（钢管外腐蚀）目的：确定再评价时间和评价ICDA 过程的整体有效性新建管道投产后两年内
17、开展一次预评价所需资料调查；管道运行1015年内开展首次ECDA，以后进入定期再评价阶段；根据前次调查发现的腐蚀程度、维修程度和腐蚀发展速度确定时间；若未发现腐蚀，取1015年；根据剩余寿命估算值或腐蚀速率确定再评价时间。确定再评价时间可通过跟踪应用过程、结果确定ECDA 过程有效性、评价方法。通过有效性检验的开挖点，确认ECDA 的有效性。E ECDA CDA 有效性评价间接检测结果、直接检查中收集的数据、安全评价、维护方案、原因分析、间接评价分级准则、开挖顺序修正、ECDA 过程及方法有效性的直接检查、监测和再评价安排。反 馈共 同 点：评价思想和步骤相同；主要区别：间接检测和评价方法不同
18、，数据资料需求不同。钢管外腐蚀 干气和湿气 管道内腐蚀直接评价（干气和湿气管道内腐蚀）缺陷评价前提：有较为丰富的内检测及基础信息。指数评价01020304Kent法油气管道风险半定量评价法埋地钢质管道风险评估方法物理寿命评估法风险评价工程方法肯特法前提：有较为丰富的基础资料和调查信息。资料采集第三方破坏腐蚀设计误操作指标和泄漏系数介质流失参数介质危害性肯特法风险评价框图相相对风险值油气管道风险半定量评价法评价流程油气管道风险半定量评价法分段方法油气管道风险半定量评价法失效可能性指标体系油气管道风险半定量评价法高风险管段判断序号序号失效可能性失效可能性P失效后果失效后果C1P662P134埋地钢
19、质管道风险评估方法适用范围埋地钢质管道风险评估方法评价步骤建筑物密建筑物密集程度和集程度和重要程度重要程度阴保阴保状况状况杂散杂散电流电流人口人口密度密度使用使用年数年数管道管道压力压力按顺序依次进行外外覆覆盖层盖层土壤土壤腐蚀性腐蚀性介质介质腐蚀性腐蚀性管道管道规格规格一一条条管道管道埋地钢质管道风险评估方法管道区段划分N N个个管段管段地质地质条件条件埋地钢质管道风险评估方法风险等级划分埋地钢质管道风险评估方法可行性论证阶段可能性评分基本模型埋地钢质管道风险评估方法设计审查、竣工交付、在用阶段可能性评分基本模型埋地钢质管道风险评估方法失效后果评分模型n收集数据管道评估时需要收集设计参数、原
20、油物性、阴极保护、运行历史、检测信息、打压试验等数据.n管道分段按照运行条件的变化划分管段，重点考虑泄漏历史、不可接受缺陷密度、材料性能、设计压力、运行压力、管道使用年限、人口密度、土壤腐蚀性、防腐层老化情况等。工程上考虑到可操作性通常按照站间距划分管道系统。物理寿命评价法管道物理寿命评估流程图管道初步评估流程图物理寿命评价法确定不可接受缺陷密度及其分布构建管道缺陷的层析模型构建评价因素集建立评价集模糊综合评判量化评价语言，确定评价语言的权重物理寿命评价法n确定不可接受缺陷密度及其分布H值值0H0.25 0.25H 0.500.50H 0.750.753000万方或天然气储量10亿方的储气库/
21、10日输油品13万吨或油品储量30100万方的储油库/7日输原油1万吨或原油储量30万方的储油库/4设计压力等级8MPa以上/1048MPa/64MPa以下/3服役时间20年以上/101020年/610年以下/3环境敏感性境外站库或边疆省内站库或沿海站库或高寒地区站库/10自然保护区或生态脆弱区或地质灾害易发区或人口稠密区内的站库/6一般地区内的站库/3系统重要性带压缩机的输气站或LNG接收站或热泵站或中转油库或区域调峰储气库/10输油气首站或分输站或成品油库或城市调峰储气库/6一般输油气站或原油库/3评分小计604122总分大于分大于52的划的划为A类站、站、库，总分分2352的划的划为B类
22、站、站、库，总分分23的划的划为C类3 3、完整性管理各环节应完整、循环，缺一不可、完整性管理各环节应完整、循环，缺一不可管理经验数据采集风险评价完整性评价效能评价维修与维护HCA识别4 4、完整性管理完整性管理对象应视情拓展对象应视情拓展n完整性管理实施范围由管道完整性管理实施范围由管道拓展拓展至场站。至场站。n完整性管理也分轻重缓急。完整性管理也分轻重缓急。n制定场站完整性管理的程序、作业文件。制定场站完整性管理的程序、作业文件。管理经验5 5、持续引进、持续引进和和应用应用新技术新技术，改善评价准确性，改善评价准确性n内检测技术n外检测技术n确定性/概率评价技术n高后果区识别技术n后果评
23、价技术n在线监测和评估技术管理经验管理经验6、宏、宏观体系体系结合具体合具体规则，固化条款跟踪，固化条款跟踪动态变化化n完整性管理体系从制度上要求管道及其附属结构按照规范要求进行检验。按照要求执行才能有效降低或规避管道安全风险，才能将其风险在其生命周期内控制在可接受水平。n各种潜在“变化”，要及时跟踪、及时检测、及时评估“变化”带来的影响，及时调整监控策略。海洋油气装备与安全技术研究中心管理经验7、以数据、以数据为核心，适当核心，适当结合合经验，完善，完善预测和和预警技警技术体系体系n施工检验数据n腐蚀检测和监测数据n试压数据n在线检测数据n外检测数据n事故统计海洋油气装备与安全技术研究中心通
24、过风险查勘认为该公司在人员配备、职工素质、风险管理、HSE体系、绩效评价等方面具有比较完备的做法和较高的水平，基础数据和生产数据信息化程度高，建立了海底管道完整性管理系统，拥有自己的变更管理体系，实施基于风险的检验和分析工作，能够有效保障海底管道、海洋平台及附属工艺装置的安全使用。p信息化程度高p人员素质高p体系完善p管理方法先进157建议：1、管道完整性管理系统中，基础数据和检测数据完备，但对于数据的利用较为直接，比较偏重于指导检修规划，没有针对检测结果进行剩余强度和剩余寿命评估，建议综合利用管道基础数据、腐蚀检测和监测数据、内检测数据开发海底管道缺陷评估功能模块，丰富海底管道完整性管理系统
25、。此外，从精细管理的角度，建议在海底管道完整性管理系统中建立悬空信息管理和评估模块，结合波流监测数据实现海底管道悬空结构的临界跨长、共振、涡激疲劳寿命等自动评估功能。2、公司建立了变更管理系统（MOC），但纳入变更管理的范畴较窄（超过180天的变更才纳入变更管理系统），往往是短期或较小的变更更容易引起忽视进而引发问题，建议在管理效率和风险控制之间找到更好的平衡点。3、公司具有完备的应急管理体系和较好的应急预案，也严格按照海洋石油安全生产规定、海洋石油安全管理细则、海上石油作业安全应急要求等开展工作，但在演练记录中的总结部分出现了多次演练结论雷同的问题，反映出对演练发现的问题解决不及时或其他问题
26、。158建议：4、海洋平台中控系统报警信号过多，虽然报警管理在国内石油开发中的尚没有广泛实施，但过多的报警信号会导致中控人员压力过大、容易疲劳，且可能会忽略重要报警信息已成为共识，因此建议公司继续走在国内风险管理领域的前列，逐步将报警管理纳入风险管理系统，对报警信号进行分类、分级和过滤，将报警信息量控制在合理范围之内。5、对于危险作业实施了票证管理制度，但也存在一些瑕疵，发现相关作业票证的摆放位置存在问题（为了保证中控室作业票清晰，中控室与现场作业票证颠倒存放），建议改进细节。159Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容理念和做法01020304数据驱动分级分类管理以完整性为中心注重研究055 总结需求和发展趋势内外检测与监测：新老管线抢维修技术和装备应急管理和装备精细化风险评估和管理基础资料综合和大数据开发、共享面向工程用户的风险分析工具谢谢谢谢